Наредба № 1 от 14 март 2017 г. за регулиране на цените на електрическата енергия

Чл. 1

С наредбата се определят:

1. методите за регулиране на цените на електрическата енергия и на цените за достъп до и пренос през електропреносната, електроразпределителните и затворените електроразпределителни мрежи в случаите по чл. 30, ал. 11 от Закона за енергетиката, правилата за тяхното образуване или определяне и изменение, редът за предоставяне на информация, внасяне на предложението за цените и за тяхното утвърждаване;

2. условията и редът за определяне на преференциалните цени на електрическата енергия, произведена от високоефективно комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия както и за премиите за такава енергия;

3. условията и редът за образуване на цените за присъединяване;

4. условията и редът за образуване и актуализиране на преференциални цени на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници както и за премиите за такава енергия;

5. методиката за определяне на прогнозната пазарна цена по групи производители в зависимост от първичния енергиен източник;

6. условията и редът за определяне на прогнозната пазарна цена на електрическата енергия за технологични разходи на оператора на електропреносната мрежа и операторите на електроразпределителните мрежи;

7. условията и редът за определяне на прогнозната пазарна цена на електрическата енергия за крайните снабдители;

8. условията и редът за определяне на видовете предоставяни на крайните клиенти услуги, свързани с лицензионната дейност и образуването на цените на тези услуги;

8а. условията и редът за определяне на базова стойност на електрическата енергия за 1 MWh, която битовият краен клиент следва да заплаща за съответния регулаторен период;

9. условията и редът за определяне на компонента от цената на крайния снабдител във връзка със снабдяването с електрическа енергия на битови крайни клиенти;

10. условията и редът за определяне на компенсации за покриване на част от разходите на битови крайни клиенти за закупена електрическа енергия от краен снабдител;

11. условията и редът за заплащане на използваната или преминалата реактивна електрическа енергия.

Чл. 2

(1) По реда на наредбата се утвърждават цените:

1.

2.

3.

4.

5. за достъп и/или за пренос до/през електропреносната мрежа;

6. за достъп и/или за пренос до/през електроразпределителните мрежи;

6а. за достъп и/или за пренос до/през затворена електроразпределителна мрежа в случаите по чл. 30, ал. 11 от Закона за енергетиката;

7. за разпределение на тягова електрическа енергия по разпределителните мрежи на железопътния транспорт;

8. за присъединяване към мрежите;

9. на предоставяните на крайните клиенти услуги, определени от Комисията за енергийно и водно регулиране наричана по-нататък „комисията“, свързани с лицензионната дейност;

10. цената или компонента от цена, чрез която всички крайни клиенти, присъединени към електроенергийната система, включително операторът на електропреносната мрежа и операторите на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи, участват в компенсиране на разходите по чл. 34 и 35 от Закона за енергетиката.

(2) По реда на наредбата се определят:

1. преференциалните цени на електрическата енергия, произведена от високоефективно комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия както и премиите за произведена електрическа енергия от централи с обща присъединена мощност 1 MW и над 1 MW с такова производство;

2. преференциалните цени на електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници както и премиите за произведена електрическа енергия от централи с обща присъединена мощност 1 MW и над 1 MW с такова производство.

3а. компонентата от цената на крайния снабдител във връзка със снабдяването с електрическа енергия на битови крайни клиенти;

(3) По реда на наредбата се определя за всеки ценови период пределна стойност на разходите на оператора на електропреносната мрежа за закупуване на разполагаемост за допълнителни услуги по чл. 105, ал. 2 от Закона за енергетиката.

Чл. 3

(1) При осъществяване на правомощията си по ценовото регулиране комисията, може да прилага различни методи за регулиране, да определя показатели за ефективност на енергийните предприятия, показатели за сравнимост между тях, изпълнение на базисни критерии.

(2) Комисията прилага следните основни методи за ценово регулиране:

1. „норма на възвръщаемост на капитала“, при който комисията след проведен регулаторен преглед утвърждава цени и необходими годишни приходи на енергийното предприятие за регулаторен период не по-кратък от една година; следващ регулаторен преглед се извършва по решение на комисията или по заявление на енергийното предприятие при съществени отклонения между одобрените и отчетените елементи на необходимите приходи;

2. „горна граница на цени“ и „горна граница на приходи“, при които регулаторният период е с продължителност от 2 до 5 години; след проведен регулаторен преглед комисията утвърждава цени и необходими годишни приходи на енергийното предприятие за първата година от регулаторния период и може да ги изменя в края на всяка ценова година или в края на регулаторния период в съответствие с глава трета от наредбата.

(3) Комисията може да прилага и други методи освен посочените в ал. 2.

(4) Методите по ал. 2 не се прилагат по отношение на енергийните предприятия, които осъществяват дейността „снабдяване с електрическа енергия от краен снабдител.

(5) Комисията съгласно своя методика определя показатели за качество на енергията и качество на обслужването за всяка лицензионна дейност и техните годишни целеви нива, които са елементи от лицензията. Постигането на всеки от целевите показатели е мярка за цялостното изпълнение на лицензионната дейност от енергийното предприятие.

(6) За целите на ценовото регулиране комисията прилага показатели за сравнимост между енергийните предприятия и изисква изпълнението на базисни критерии на основата на анализи при използване на данни от най-добрата практика на национално и международно ниво.

(7) Комисията с решение определя приложим метод за ценово регулиране за енергийните предприятия, като се ръководи от принципите по чл. 23 и 31 от Закона за енергетиката.

Чл. 4

(1) Счетоводството на енергийните предприятия се осъществява и финансовите отчети се съставят в съответствие с изискванията на Закона за счетоводството и приложимите счетоводни стандарти.

(2) За целите на регулирането енергийните предприятия водят отделна счетоводна отчетност съгласно изискванията на чл. 37 от Закона за енергетиката.

(3) Правилата за осъществяването на счетоводната отчетност за целите на регулирането се приемат с решение на комисията по предложение на съответното енергийно предприятие.

(4) Финансовите отчети за регулаторни цели се придружават от доклади и допълнителна информация, показваща спазването на всички изисквания за изпълнение на лицензионната дейност.

(5) Правилата за осъществяване на счетоводната отчетност може да се изменят по инициатива на комисията или по предложение на енергийните предприятия и се прилагат от началото на календарната година, следваща датата на приемането им или на тяхното изменение.

Чл. 5

Формата и съдържанието на информацията, необходима за целите на ценообразуването, се определят с решение на комисията.

Чл. 6

(1) Комисията може да утвърждава регулираните по наредбата цени:

1. по мерни единици – цена за енергия/мощност в левове за MWh/kW на ден или техните производни и др.;

2. по други компоненти в зависимост от структурата на разходите;

3. по други критерии.

(2) Комисията може да утвърждава общи цени за услугите, които включват като свои компоненти две или повече услуги с регулирани цени.

(3) Комисията утвърждава и определя цените и ценообразуващите елементи без включен данък върху добавената стойност.

(4) Цените за присъединяване към мрежите се определят в зависимост от заявената мощност, ниво на напрежение или други показатели.

Чл. 7

(1) Клиентите на електрическа енергия с търговско измерване на страна ниско напрежение с предоставена електрическа мощност 100 kW и повече, крайните клиенти с търговско измерване на страна средно и високо напрежение и производителите на електрическа енергия с присъединена мощност над 30 kW, когато са в режим на потребление на активна електрическа енергия, заплащат надбавка върху стойността на активната електрическа енергия в зависимост от използваната реактивна електрическа енергия за всеки петнадесетминутен интервал, при който факторът на мощността е по-малък от 0,9.

(2) Количеството използвана реактивна електрическа енергия, за което се заплаща надбавката по ал. 1, е положителната разлика между количеството използвана реактивна електрическа енергия и произведението на количеството използвана активна електрическа енергия и коефициент, съответстващ на фактор на мощността 0,9, съгласно формулата: Еpпл = Еpизп – 0,49* Еаизп, където: Еpпл е количеството реактивна електрическа енергия, за което се заплаща надбавката, kvarh; Еpизп – количеството използвана реактивна електрическа енергия от ползвателя на мрежата, определена за петнадесетминутни интервали от средството за търговско измерване, kvarh; 0,49 – коефициентът, съответстващ на фактор на мощността, равен на 0,9; Еаизп – количеството използвана активна електрическа енергия от ползвателя на мрежата, определена за петнадесетминутни интервали от средството за търговско измерване, kWh.

(3) Лицата по ал. 1 заплащат надбавката за използваното количество реактивна електрическа енергия (Ерпл), определена по реда на ал. 2, по цена за 1 kVarh, равна на 10 на сто от сумата от постигнатата средна месечна цена за 1 kWh активна електрическа енергия за базов товар на сегмент ден напред на организирания борсов пазар на електрическа енергия за съответния календарен месец, и цената за задължения към обществото.

(4) Лицата по ал. 1 заплащат надбавка за отдаденото през съответния календарен месец количество реактивна електрическа енергия, определено по показанията на средствата за търговско измерване, по цена за 1 kVarh, равна на утвърдената цена за 1 kWh активна електрическа енергия, по която общественият доставчик продава електрическата енергия на крайните снабдители. Количеството отдадена реактивна енергия, за което се дължи надбавка, се определя по следния начин: за крайните клиенти, присъединени към електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа – по месечни отчети на показанията на средствата за търговско измерване; за крайните клиенти, присъединени към електропреносната мрежа – като сума за месеца от петнадесетминутните интервали, регистрирани от средствата за търговско измерване; за производителите в режим на потребление на активна електрическа енергия – като сума за месеца по петнадесетминутни интервали, в които е отчетена само използвана активна електрическа енергия или не е отчетена активна електрическа енергия.

(5) Лицата по ал. 1 дължат надбавките по ал. 3 и 4 на съответния оператор на електрическа мрежа, към която са присъединени обектът/обектите им, не по-късно от 10-о число на месеца, следващ отчетния.

(6) Начините на измерване и отчитане на количествата електрическа енергия са съгласно правилата по чл. 83, ал. 1, т. 6 от Закона за енергетиката.

(7) За обекти, присъединени към електропреносната мрежа, надбавките по ал. 1 и 4 се определят въз основа на измерените количества електрическа енергия, както следва:

1. използваните и отдадените количества активна и реактивна електрическа енергия се определят поотделно за всеки обект от всички средства за търговско измерване в този обект, поотделно за използваните и за отдадените количества активна и реактивна електрическа енергия;

2. всеки обект включва една или повече електрически инсталации на ползвателя, разположени на една площадка и свързани към едно или повече места за присъединяване към електрическата мрежа/съоръжения на други ползватели;

3. всяка подстанция се разглежда като отделен обект, като се прави баланс на активната и реактивната електрическа енергия за всеки свързан към нея ползвател;

4. в случаите, когато обектът на ползвателя е свързан директно към електропреносната мрежа в две или повече места и през средствата за търговско измерване преминава електрическа енергия, която не се използва от обекта, се прави баланс за всеки петнадесетминутен интервал на активната и реактивната електрическа енергия по измерените количества енергия от средствата за търговско измерване в тези места;

5. данните за измерените количества електрическа енергия се предоставят на лицата по ал. 1 ежемесечно от собственика на средствата за търговско измерване;

6. когато за изпълнението на т. 1 се използват данни от средства за търговско измерване, които имат различни собственици, същите обменят помежду си необходимата информация за измерените количества електрическа енергия в срок до 3-то число на месеца, следващ отчетния.

(8) Производителите на електрическа енергия с присъединена мощност 100 kW и повече, присъединени към електроразпределителна/затворена електроразпределителна мрежа, когато са в режим на производство, заплащат надбавка върху стойността на произведената активна електрическа енергия в зависимост от използваната/отдадената реактивна електрическа енергия за всеки петнадесетминутен интервал, при който факторът на мощността е извън границите от 0,94 индуктивен до 0,94 капацитивен.

(9) Количеството използвана/отдадена реактивна електрическа енергия, за което се заплаща надбавката по ал. 8, е положителната разлика между количеството използвана/отдадена реактивна електрическа енергия и произведението на количеството произведена активна електрическа енергия и коефициент, съответстващ на фактор на мощността 0,94, съгласно формулата: Ерпл = Еризп/отд. – 0,36 * Еапр, където: Ерпл е количеството реактивна електрическа енергия, за което се заплаща надбавката, kvarh; Еризп/отд. – количеството използвана/отдадена реактивна електрическа енергия, kvarh; 0,36 – коефициентът, съответстващ на фактор на мощността – cos φ, равен на 0,94; Еапр – количеството произведена активна електрическа енергия, определено за петнадесетминутен интервал от средството за търговско измерване, kWh.

(10) Лицата по ал. 8 заплащат надбавката за използваната/отдадената реактивна електрическа енергия (Ерпл), определена по реда на ал. 9, по цена за 1 kVarh, равна на 10 на сто от сумата от постигнатата средна месечна цена за 1 kWh активна електрическа енергия за базов товар на сегмент ден напред на организирания борсов пазар на електрическа енергия за съответния календарен месец, и цената за задължения към обществото.

(11) Лицата по ал. 8 дължат надбавката за използваната/отдадената реактивна електрическа енергия (Ерпл), определена по реда на ал. 9, на съответния мрежови оператор, към чиято мрежа са присъединени обектите им.

(12) Когато лицата по ал. 8 регулират напрежението в точката на присъединяване или изпълняват разпореждания за стойност на реактивен товар по искане на съответния мрежови оператор, заплащането на надбавките за отдавана/използвана реактивна електрическа енергия се урежда съгласно сключен договор с мрежовия оператор.

(13) Когато в рамките на един петнадесетминутен интервал има смяна на посоката на потока на активна електрическа енергия за обект на лице по ал. 8, за този интервал не се определят надбавки за използвана и/или отдадена реактивна енергия.

(14) Всички подязовирни водноелектрически централи и помпено-акумулиращи водноелектрически централи, присъединени към електропреносната мрежа, когато са в режим на потребление, но агрегатите им са на диспечерско разпореждане, не дължат надбавки по ал. 3 и 4.

Чл. 8

(1) Операторите на електроразпределителни мрежи и операторите на затворени електроразпределителни мрежи, присъединени към електропреносната мрежа, заплащат надбавка върху стойността на активната електрическа енергия в зависимост от преминалата към електроразпределителната/затворената електроразпределителна/затворената електроразпределителна мрежа реактивна електрическа енергия в точките на обмен между електропреносната и електроразпределителната/затворената електроразпределителна/затворената електроразпределителна мрежа за всеки петнадесетминутен интервал, при който факторът на мощността е по-малък от 0,9.

(2) Количеството реактивна електрическа енергия, за което се заплаща надбавката по ал. 1, е положителната разлика между количеството преминала реактивна електрическа енергия и произведението на количеството преминала активна електрическа енергия към електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа и коефициент, съответстващ на фактор на мощността 0,9, съгласно формулата: Ерпл = Ерпрем – 0,49* Еапрем, където: Ерпл е количеството реактивна електрическа енергия, за което се заплаща надбавка, kvarh; Ерпрем – количеството преминала реактивна електрическа енергия от електропреносната към електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа, определено за петнадесетминутни интервали от средството за търговско измерване, kvarh; 0,49 – коефициентът, съответстващ на фактор на мощността – cos φ, равен на 0,9; Еапрем – количеството преминала активна електрическа енергия от електропреносната към електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа, определено за петнадесетминутни интервали от средството за търговско измерване, kWh.

(3) Лицата по ал. 1 заплащат надбавката за преминалата реактивна електрическа енергия (Ерпл), определена по реда на ал. 2, по цена за 1 kvarh, равна на 10 на сто от сумата от постигнатата средна месечна цена за 1 kWh активна електрическа енергия за базов товар на сегмент ден напред на организирания борсов пазар на електрическа енергия за съответния календарен месец и цената за задължения към обществото.

(4) Лицата по ал. 1 заплащат надбавка за преминалата реактивна електрическа енергия от електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа към електропреносната мрежа, когато посоката на активната електрическа енергия е от електропреносната към електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа, по цена за 1 kvarh, равна на сумата от постигнатата средна месечна цена за 1 kWh активна електрическа енергия за базов товар на сегмент ден напред на организирания борсов пазар на електрическа енергия за съответния календарен месец и цената за задължения към обществото.

(5) Лицата по ал. 1 заплащат надбавката за преминалата реактивна електрическа енергия от електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа към електропреносната мрежа за периодите, когато посоката на активната електрическа енергия е от електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа към електропреносната мрежа, по цена за 1 kvarh, равна на 10 на сто от сумата от постигнатата средна месечна цена за 1 kWh активна електрическа енергия за базов товар на сегмент ден напред на организирания борсов пазар на електрическа енергия за съответния календарен месец и цената за задължения към обществото.

(6) Надбавките по ал. 3, 4 и 5 се определят въз основа на измерените количества електрическа енергия, както следва:

1. за определяне на количествата преминала активна електрическа енергия (Еапрем) и преминала реактивна електрическа енергия (Еpпрем) по aл. 2, 4 и 5 се прави баланс на преминалата съответно активна и реактивна електрическа енергия в точките на обмен между електропреносната и електроразпределителната/затворената електроразпределителна/затворената електроразпределителна мрежа за всеки петнадесетминутен интервал от всички средства за търговско измерване във всяка подстанция високо/средно напрежение;

2. електроразпределителните/затворените електроразпределителни мрежи се разглеждат като съвкупност от обекти, всеки от които е свързан към подстанция от електропреносната мрежа или към уредба на друг обект;

3. всяка подстанция високо/средно напрежение се разглежда като отделен обект, като се прави баланс на активната и реактивната електрическа енергия за всеки свързан към нея ползвател;

4. операторите на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи не дължат надбавка по ал. 4 и 5 за кабелни и въздушни електропроводи 110 kV – тяхна собственост;

5. данните за измерените количества електрическа енергия се предоставят на операторите на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи ежемесечно от оператора на електропреносната мрежа като приложение към издадената фактура.

(7) Операторите на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи заплащат надбавките по ал. 1, 4 и 5 на оператора на електропреносната мрежа ежемесечно не по-късно от 10-о число на месеца, следващ отчетния месец.

(8) Операторът на затворена електроразпределителна мрежа, присъединена към електроразпределителна мрежа, заплаща надбавките по ал. 1, 4 и 5 на съответния оператор на електроразпределителна мрежа по реда на ал. 1 – 7.

Чл. 9

(отменен)

(1) За гарантиране интересите на крайните клиенти комисията коригира необходимите приходи и/или цени на енергийното предприятие за всеки ценови период в зависимост от изпълнението на показателите за качество на енергията и за качество на обслужването през предходната година.

(2) В случай че за даден ценови период средното изпълнение на показателите за качество на енергията и/или за качество на обслужването от енергийното предприятие не достига целевите показатели, съответното ниво на изпълнение се отразява в намаление на необходимите приходи и/или цени за следващия ценови период по методика, утвърдена от комисията.

Чл. 10

(1) Необходимите годишни приходи за съответната дейност по лицензията, с изключение на дейността „снабдяване с електрическа енергия от краен снабдител“, включват признати от комисията икономически обосновани разходи и възвръщаемост на капитала, изчислени по следната формула: НП = Р + (РБА * НВ), където: НП са необходимите годишни приходи, хил. лв.; Р – годишните разходи за дейността по лицензията, хил. лв.; РБА – признатата от комисията регулаторна база на активите, хил. лв.; НВ – определената от комисията норма на възвръщаемост на капитала за регулаторния период, %.

(2)

(3)

(4)

(5)

(6) При регулиране на цените чрез методите за ценово регулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2 комисията може да коригира необходимите приходи на енергийните предприятия за първата година от регулаторния период с корекциите по чл. 38, ал. 4, т. 3 и ал. 6.

Чл. 11

(1) Видовете разходи, пряко свързани със съответната лицензионна дейност, които се включват в цените, се разделят в две основни групи: условно-постоянни разходи и променливи разходи според връзката им с количеството електрическа енергия и/или осигуряването на услугата. Във всяка от посочените групи разходите се посочват и по икономически елементи.

(2) За целите на ценовото регулиране в състава на признатите от комисията разходи не се включват разходи, които не са свързани със съответната лицензионна дейност, финансови разходи и такива, които имат случаен и/или извънреден характер, както и:

1. разходи, свързани с продажба на енергия по свободно договорeни цени;

2. разходи за амортизация на активите, придобити по безвъзмезден начин;

3. данъци, свързани с корпоративното подоходно облагане на печалбата;

4. разходи за санкции и/или глоби, наложени от държавни или общински органи или от комисията;

5. разходи, свързани с неустойки и други плащания вследствие на неизпълнение по сключени договори, лихви за забавяне;

6. разходи за вноски по чл. 36е от Закона за енергетиката;

7. разходи за бъдещи периоди, които са част от отчета за доходите;

8. разходи за загуби от обезценки, текущи разходи за начислени провизии за задължения по смисъла на чл. 38 и 39 от Закона за корпоративното подоходно облагане;

9. разходи по чл. 204 от Закона за корпоративното подоходно облагане, разходи за начислен данък върху тях по чл. 216 от Закона за корпоративното подоходно облагане, както и разходи за национален допълнителен данък по реда на част пета „а“, глава тридесет и четвърта от Закона за корпоративното подоходно облагане;

10. текущи разходи или задължения за намаляване на отчетната стойност на стоково-материалните запаси;

11. разходи за дарение и неизползвани отпуски;

12. съдебни разходи извън държавните такси, свързани с образуване на дела за събиране на вземания;

13. всички разходи, за които липсва технико-икономическа обосновка и доказателства от енергийното предприятие;

14. разходи, за които комисията обосновано приеме, че не са в интерес на крайните клиенти, или разходи, които не са необходими за изпълнение на лицензионната дейност.

(3) Енергийните предприятия представят подробна писмена обосновка и доказателства за предложените за утвърждаване разходи. В предложението за утвърждаване на цени се представя и информация за разходите, които са свързани с нерегулирана дейност, по вид и стойност.

(4) Комисията утвърждава прогнозен размер на разходите, свързани с лицензионната дейност, като преценява тяхната икономическа обоснованост въз основа на представените от енергийното предприятие писмена обосновка и доказателства като неразделна част от заявлението за цени. Оценката за икономическа обоснованост на разходите и връзката им с изпълнение на лицензионната дейност се извършва въз основа на сравнителни анализи, както и при използване на данни от националната и международната практика и като се вземат предвид отчетените резултати на регулираните енергийни предприятия при отчитане принципите на регулирането по Закона за енергетиката.

(5) За целите на регулирането на цените по чл. 30, ал. 1, т. 3 и 4 и чл. 33 от Закона за енергетиката в състава на признатите от комисията разходи не се включват разходи за заплащане на цени за достъп до и/или пренос през електропреносната, съответно електроразпределителните мрежи, които се дължат от производители на електрическа енергия.

(6) Допустимите нива на признатите технологични разходи се определят с решение на комисията.

(7) Прогнозните разходи за възнаграждения на персонала, които са част от утвърдените условно постоянни разходи на дружеството, се посочват в мотивите на решението на комисията за утвърждаване на цени.

Чл. 12

Комисията признава като невъзстановяеми разходите, за които е установила безспорно, че произтичат от извършени инвестиции или сключени сделки до влизането в сила на Закона за енергетиката и не могат да бъдат възстановени в резултат на създаване на конкурентен електроенергиен пазар. Тези разходи се компенсират чрез цените, заплащани от всички крайни клиенти, присъединени към електроенергийната система, включително ползващите електрическа енергия от внос, оператора на електропреносната мрежа и операторите на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи, по механизъм за разпределение на тези разходи по прозрачен начин и/или по друг ред, предвиден в закон.

Чл. 13

Признатите от комисията разходи на енергийните предприятия и Фонд „Сигурност на електроенергийната система“, наричан по-нататък „ФСЕС“,, произтичащи от наложените им задължения към обществото, се компенсират чрез цените, които заплащат всички крайни клиенти, присъединени към електроенергийната система, включително ползващите електрическа енергия от внос, оператора на електропреносната мрежа и операторите на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи, по механизъм за разпределение на тези разходи по прозрачен начин и/или по друг ред, предвиден в закон.

Чл. 14

(1) Утвърдената от комисията регулаторна база на активите, придобити възмездно от енергийното предприятие и пряко свързани с лицензионната дейност, е признатата стойност на активите, върху която енергийното предприятие получава възвръщаемост от вложения капитал, и включва следните елементи: РБА = А – Ф – АМ + ОК + И, където: РБА е регулаторната база на активите, хил. лв.; А – признатата стойност на активите, които се използват и имат полезен живот, определена на базата на цената на придобиването им, хил. лв.; Ф – стойността на активите, които са придобити чрез финансиране или по безвъзмезден начин, в т.ч. по грантови схеми, дарения, помощи, от клиенти и др., хил. лв.; АМ – амортизацията, определена за регулаторни цели, за периода на използване на възмездно придобитите активи за извършване на лицензионната дейност и изчислена чрез прилагане на линеен метод, хил. лв.; ОК – необходимият оборотен капитал, хил. лв.; И – размерът на инвестициите, одобрени от комисията, в случаите на регулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2, хил. лв.

(2) Призната стойност на активите (А) е приетата от комисията отчетна стойност на активите към края на базисната година, които се използват и са свързани пряко с дейността по лицензията.

(3) В признатата стойност на нетекущи активи (А) не се включват:

1. разходи за придобиване на активи под формата на незавършено строителство;

2. активи, отчетени по силата на договор за финансов лизинг, ако не са свързани с пряката лицензионна дейност;

3. активи, несвързани с лицензионната дейност (в т.ч. почивни станции, други социални обекти) и/или отдадени под наем, консервирани, изведени от експлоатация и др.;

4. стойността на активи, надвишаваща пазарните нива за подобни или аналогични активи.

(4) Разходите за амортизации се изчисляват на основата на обоснован от дружеството и признат от комисията технически и икономически полезен живот на активите чрез прилагане на линеен метод на амортизация.

(5) Необходимият оборотен капитал като част от РБА отразява резултатите от проучване за необходимите средства за поддържане на достатъчен размер парични средства за посрещане на текущите задължения, както и задълженията към доставчици. Проучването за необходимия оборотен капитал е за период не по-кратък от една година.

(6) Дружеството може да изчисли оборотния капитал и на основата на т. нар. „нетен търговски цикъл“ на база дните, за които дружеството възвръща изразходваните парични средства, за осигуряването на услугите. Дружеството представя проучването като елемент от предложението за цени.

(7) Елементите, формиращи оборотния капитал по ал. 6, са: нетни приходи от продажби на електрическа енергия/мрежови услуги с отложено плащане, парични разходи за дейността, вземания от клиенти и доставчици (не се включват несъбираемите вземания), материални запаси и задължения към доставчици и клиенти, отнасящи се за регулираните дейности в съответствие с годишните финансови отчети на дружеството. Нетният цикъл на оборотния капитал се определя в дни по следната формула: Забележка на редакцията: виж формулата в PDF-а на броя където: СВК е признатата средногодишна величина на вземанията от клиенти и доставчици, представляваща средноаритметичната стойност на началното и крайното салдо на вземанията от клиенти и доставчици, към началото и към края на базовата година, хил. лв.; СМЗ – признатата средногодишна величина на материалните запаси, представляваща средноаритметичната стойност на началното и крайното салдо на материалните запаси, към началото и края на базовата година, хил. лв.; СЗД – признатата средногодишна величина на задълженията към доставчици и клиенти, представляваща средноаритметичната стойност на началното и крайното салдо на задълженията към доставчици и клиенти, към началото и края на базовата година, хил. лв.; НППn – нетните приходи от продажби на дружеството за базовата година, хил. лв. НОК за дейностите се изчислява по формулата: Забележка на редакцията: виж формулата в PDF-а на броя където: ГПР – признати годишни разходи, намалени с разходите за амортизации, хил. лв.

(8) В случай че дружеството не представи информация и необходимите документи по ал. 5, 6 и 7 или комисията приеме, че стойността на оборотния капитал е необоснована, то неговата стойност се определя като не по-висока от 1/8 от утвърдените годишни оперативни парични разходи за лицензионната дейност, като не се включват разходи за амортизации и разходи за обезценка на несъбираеми вземания.

(9) Инвестициите, които ще бъдат извършени през регулаторния период, се представят по години, като в тях не се включват инвестиции, чрез които се създават или придобиват активи по смисъла на ал. 3.

(10) Енергийните предприятия, регулирани чрез методите по чл. 3, ал. 2, т. 2, представят за утвърждаване подробно обосновани инвестиции по години, по направления и групи обекти.

(11) Обосновката на предложените за утвърждаване инвестиции включва постигането на конкретни цели по отношение на осъществяването на лицензионната дейност, в т.ч. развитие и подобрение на мрежите, повишаване на сигурността на доставките, намаление на технологичните разходи и други цели.

(12) Комисията може да включва в регулаторната база на активите инвестиции въз основа на представен подробен отчет и анализ от енергийното предприятие за изпълнението им и постигнатите резултати по отношение на качеството на енергията и обслужването на крайните клиенти, както и на промените на ефективността.

(13) Цената или част от цената за присъединяване на обект на оператор на електроразпределителна мрежа към електропреносната мрежа, извън случаите на финансирания от клиенти, производители, оператори на съоръжения за съхранение на електрическа енергия и др., се признава като инвестиция на оператора на електроразпределителната мрежа. Същата се преобразува в нематериален актив, съответно се включва в регулаторната база на активите като нематериален актив, който може да се амортизира.

Чл. 15

(1) Комисията определя норма на възвръщаемост на капитала за регулаторния период, която е равна на прогнозна среднопретеглена цена на капитала. Среднопретеглената цена на капитала е определената от комисията целева норма на възвръщаемост на привлечения и на собствения капитал на енергийното предприятие, претеглена според дела на всеки от тези източници на финансиране в определената целева структура на капитала.

(2) Нормата на възвръщаемост на капитала се определя като норма преди данъчно облагане по следната формула: Забележка на редакцията: виж формулата в PDF-а на броя където: НВ е нормата на възвръщаемост на капитала преди данъчно облагане; Дск – делът на собствения капитал в общия капитал; НВск – нормата на възвръщаемост на собствения капитал след данъчно облагане; ДС – корпоративният данък по Закона за корпоративното подоходно облагане, %; Дпк – делът на привлечения капитал в общия капитал; НВпк – нормата на възвръщаемост на привлечения капитал, която е в съответствие с пазарната норма.

(3) Нормата на възвръщаемост на собствения капитал се определя по формулата: НВск = НВб + ßL * (НВп – НВб), където: НВб е безрискова норма на възвръщаемост; НВп – пазарна рискова премия; ßL – лостов бета коефициент за сектор „Енергетика“.

(4) Нормата на възвръщаемост на привлечения капитал се определя по формулата: НВпк = НВб + РКС, където: НВб е безрискова норма на възвръщаемост; РКС – рейтингов корпоративен спред.

(5) Комисията определя норма на възвръщаемост на капитала преди данъчно облагане, която е изчислена при целева норма на възвръщаемост на собствения капитал, целева норма на възвръщаемост на привлечения капитал и целева капиталова структура на собствен/привлечен капитал.

(6) Комисията определя нормата на възвръщаемост на капитала чрез модела за оценка на капиталовите активи и въз основа на данни от: международно признати източници на информация относно отраслов безлостов коефициент β за страните членки на Европейския съюз, пазарна рискова премия, формирана като сума от базовата рискова премия за развити пазари и премията за специфичния за държавата риск; данни на Българската народна банка относно безрисковата норма на възвръщаемост при използване на дългосрочния лихвен процент за оценка степента на конвергенция като средна стойност за 12-месечен период преди месеца на оповестяване на предложението за цени.

(7) При определяне на нормата на възвръщаемост на капитала комисията отчита и фактори, като:, сравнения с други предприятия с подобна степен на риск, достъп до финансиране, текущи финансови и икономически условия в страната, алтернативна цена на капитала, специфичен риск на предприятието, финансова политика и капиталова структура на предприятието, финансова история на предприятието, на основата на статистически данни за пазарните величини и/или официално публикувана прогнозна информация.

Чл. 16

За целите на ценообразуването комисията утвърждава прогнозните количества, включително произведена или пренесена електрическа енергия, въз основа на оценка на прогнозния електроенергиен баланс, представен от оператора на електропреносната мрежа по реда, предвиден в правилата по чл. 83, ал. 1, т. 4 от Закона за енергетиката и на прогнозните количества, представени от енергийните предприятия.

Чл. 17

(1) Енергийните предприятия могат да предлагат за утвърждаване от комисията различни тарифни структури по групи клиенти, отразяващи разпределените необходими приходи за предоставяне на услугата за всяка група въз основа на представено проучване за стойността на услугата.

(2) Групите клиенти се определят от комисията в зависимост от сходни характеристики на потребление и/или по друг признак.

(3) Цените от тарифната структура могат да включват следните компоненти: цена за енергия, цена за мощност и други компоненти в зависимост от структурата на разходите.

Чл. 18

Комисията може да определя часови, сезонни и други тарифни структури за групите клиенти по чл. 17, ал. 2 въз основа на техническа и икономическа обоснованост с оглед баланса на електрическите мощности.

Чл. 18а

Комисията може да определя тарифни структури на базовата стойност на електрическата енергия за 1 MWh, която битовият краен клиент следва да заплаща за съответния регулаторен период, въз основа на групи клиенти, както и на часови, сезонни и други критерии.

Чл. 19

(отменен)

(1) Цените на електрическата енергия, продавана от производители на обществения доставчик и/или на крайните снабдители и/или на оператора на електропреносната мрежа, се образуват въз основа на необходимите годишни приходи съгласно чл. 10 и на прогнозните количества електрическа енергия и/или разполагаемост по чл. 16.

(2)

1. цената за разполагаемост се образува на база на признатите от комисията условно-постоянни разходи, възвръщаемост и утвърдена разполагаемост на предоставената мощност;

2. цената за енергия включва признатите от комисията променливи разходи и прогнозните нетни количества електрическа енергия.

(2) За целите на ценообразуването по ал. 1 разходите за основно гориво – природен газ, се остойностяват по реда на чл. 24, ал. 5, а разходите за квоти за въглеродни емисии – по реда на чл. 24, ал. 6.

(3) Цената на електрическата енергия, произведена от водноелектрически централи над 10 MW, е еднокомпонентна и се образува от признатите от комисията разходи и възвръщаемост и количествата нетна електрическа енергия, определени след извършен анализ на годишното производство на електрическа енергия за период не по-кратък от 11 години.

Чл. 20

(1) Комисията определя преференциални цени на електрическата енергия от възобновяеми източници и технологии, предвидени в Закона за енергията от възобновяеми източници въз основа на критериите и ценообразуващите елементи, посочени в същия закон.

(2) Стойностите на ценообразуващите елементи по ал. 1 се определят въз основа на информация от официални източници и международен опит, като се коригират в съответствие със специфичните за Република България обстоятелства.

(3) При формирането на преференциалните цени по ал. 1 в размера на експлоатационните разходи се включва прогнозен процент инфлация за целия период на задължително изкупуване на електрическата енергия, който се определя съгласно информация от официални източници.

(4) Преференциалните цени по ал. 1 се определят така, че настоящата стойност на признатите от комисията приходи от продажба на електрическа енергия да бъде равна на настоящата стойност на определените от комисията необходими приходи за целия период на задължително изкупуване.

(5) Преференциалните цени по ал. 1 се определят ежегодно в срок до 30 юни или когато в резултат на извършен анализ на ценообразуващите елементи се констатира съществено изменение на някой от тях.

Чл. 21

(1) В случаите, когато инвестицията за изграждането на енергийния обект за производство на електрическа енергия от възобновяеми източници се подпомага със средства от национална или европейска схема за подпомагане, цената се определя, като преференциалната цена на електрическата енергия за съответната технология се коригира по начин, който да отразява влиянието на одобрените по съответната схема за подпомагане средства.

(2) Цените по ал. 1 се определят, като стойността на регулаторната база на активите на преференциалните цени се намалява пропорционално със стойността на инвестициите, одобрени за финансиране със средства от национална или европейска схема за подпомагане. Разходите за амортизации се намаляват с амортизациите на активите, придобити със средства от национална или европейска схема за подпомагане.

(3) Наличието или липсата на заявление за подпомагане със средства от национална или европейска схема за подпомагане се удостоверява пред обществения доставчик или крайните снабдители с декларация с нотариално заверено съдържание към датата на сключване на договора за изкупуване на електрическа енергия от възобновяеми източници. В случай че подаденото заявление за финансиране на проекта бъде одобрено, в 7-дневен срок от одобряването пред обществения доставчик или крайните снабдители се предоставят доказателства за степента на одобреното финансиране.

(4) В случай че към датата на сключване на договора за изкупуване на електрическа енергия от възобновяеми източници производителят е декларирал липса на заявление за подпомагане със средства от национална или европейска схема за подпомагане на инвестицията, а впоследствие подаде такова заявление и то бъде одобрено, в 7-дневен срок от одобряването на ФСЕС или на крайните снабдители се предоставят доказателства за степента на одобреното финансиране.

(5) Обстоятелствата, свързани с наличие на подпомагане със средства от национална или европейска схема за подпомагане на инвестицията, се удостоверяват пред ФСЕС или крайните снабдители, като към датата на сключване на договора за изкупуване на електрическа енергия от възобновяеми източници се предоставят доказателства за степента на одобреното финансиране на проекта.

Чл. 22

(1) Комисията ежегодно до 30 юни актуализира преференциалната цена на електрическата енергия, произведена от биомаса, с коефициент, който отразява изменението на стойността на ценообразуващите елементи по чл. 32, ал. 2, т. 6, 7 и 8 от Закона за енергията от възобновяеми източници.

(2) Коефициентът и изменението на стойността на ценообразуващите елементи по ал. 1 се определят съгласно Закона за енергията от възобновяеми източници по следната формула: КΔ = (Pc1* ΔИc1 + Рc2* ΔИc2 + … + Рcn* ΔИcn) + Рт*ΔИт + Ррз* ΔИрз, където: КΔ е коефициент по чл. 32, ал. 4 от Закона за енергията от възобновяеми източници, отразяващ изменението на стойността на ценообразуващите елементи по чл. 32, ал. 2, т. 6, 7 и 8 от Закона за енергията от възобновяеми източници; Pc1, Рc2 … Рcn – относителен дял на съответните разходи по чл. 32, ал. 2, т. 6 от Закона за енергията от възобновяеми източници от общите разходи преди дисконтиране за предходния ценови период, изразен в проценти; Рт – относителен дял на разходите по чл. 32, ал. 2, т. 7 от Закона за енергията от възобновяеми източници от общите разходи преди дисконтиране за предходния ценови период, изразен в проценти; Ррз – относителен дял на разходите по чл. 32, ал. 2, т. 8 от Закона за енергията от възобновяеми източници от общите разходи преди дисконтиране за предходния ценови период, изразен в проценти; ΔИc1, ΔИc2,… ΔИcn е индекс на изменение на ценообразуващите елементи по чл. 32, ал. 2, т. 6, изразен в проценти; ΔИт – индекс на изменение на ценообразуващите елементи по чл. 32, ал. 2, т. 7, изразен в проценти; ΔИрз – индекс на изменение на ценообразуващите елементи по чл. 32, ал. 2, т. 8, изразен в проценти.

(3) Необходимите приходи за определяне на актуализираната преференциална цена на електрическата енергия, произведена от биомаса, се изчисляват по следната формула: НП = КΔ*Р + В, където: НП са необходими приходи преди дисконтиране, лв.; Р – разходи по чл. 32, ал. 2 от Закона за енергията от възобновяеми източници; КΔ – коефициент по чл. 32, ал. 4 от Закона за енергията от възобновяеми източници, отразяващ изменението на стойността на ценообразуващите елементи по чл. 32, ал. 2, т. 6, 7 и 8 от Закона за енергията от възобновяеми източници; В – възвръщаемост.

Чл. 22а

Премиите за електрическата енергия, произведена от възобновяеми източници, се определят като разлика между определената преференциална цена, съответно актуализираната преференциална цена на обекта, и определената за този период прогнозна пазарна цена за електрическа енергия, произведена от възобновяеми източници, в зависимост от първичния енергиен източник.

Чл. 23

(отменен)

Цената по чл. 31, ал. 9 от Закона за енергията от възобновяеми източници е равна на определената за съответния период прогнозна пазарна цена за електрическа енергия, произведена от възобновяеми източници, в зависимост от първичния енергиен източник.

Чл. 24

(1) Преференциалната цена на електрическата енергия, произведена от високоефективно комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия, се определя съобразно приети от комисията указания на база индивидуалните разходи за производство.

(2) Разходите за основно гориво за производство се разпределят между производството на електрическа и топлинна енергия чрез коефициент за ефективност на производството на електрическа енергия, определян за регулаторни цели съобразно указанията по ал. 1.

(3) Разходите за амортизации и ремонти, които са пряко относими към продуктите на производство, се разпределят директно към тях.

(4) Общите условно-постоянни и променливи разходи, с изключение на разходите по ал. 2 и 3, се разпределят пропорционално на количествата произведена електрическа и топлинна енергия съобразно указанията по ал. 1.

(5) За целите на ценообразуването разходите за основно гориво – природен газ, се остойностяват въз основа на:

1. определена прогнозна цена на природния газ за регулаторния/ценовия период въз основа на прогнозни стойности на ценообразуващите елементи по чл. 11а и чл. 17 от Наредба № 2 от 2013 г. за регулиране на цените на природния газ (ДВ, бр. 33 от 2013 г.) на цената, по която общественият доставчик продава природен газ на лице, на което е издадена лицензия за производство и пренос на топлинна енергия; прогнозирането на цената за съответното тримесечие се извършва при отчитане на цените на фючърсни сделки за съответния газов хъб, предвиден в условията на търговските договори, по които общественият доставчик купува природен газ за вътрешния пазар, както и на тенденцията за изменение на цените на мазута и газьола, предвидени в условията на тези договори; прогнозната цена на природния газ се определя за регулаторния/ценовия период и по тримесечия;

2. изчислена за съответното енергийно предприятие годишна индивидуална прогнозна цена на природния газ за регулаторния/ценовия период въз основа на прогнозните цени на природния газ по т. 1 и индивидуалното потребление по тримесечия като среднопретеглена стойност, към която се добавят цените за достъп и пренос през газопреносната, съответно газоразпределителната мрежа.

(6) За целите на ценообразуването разходите за квоти за въглеродни емисии се изчисляват въз основа на прогнозна цена на въглеродните емисии и прогнозни количества отделени емисии. Прогнозните количества отделени емисии се изчисляват по формулата за изчисляване на годишни емисии от формуляра за докладване съгласно наредбата по чл. 5, т. 2 от Закона за ограничаване изменението на климата и при отчитане на данните за емисионен фактор, долна топлина на изгаряне и коефициент на окисление съгласно верифицираните доклади на енергийните предприятия по чл. 36 от Закона за ограничаване изменението на климата, както и на прогнозните количества горива.

Чл. 24а

Премиите за електрическата енергия, произведена от високоефективно комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия, се определят като разлика между преференциалните цени на производителите и определената за този период прогнозна пазарна цена за електрическа енергия, произведена по високоефективен комбиниран начин.

Чл. 25

(отменен)

Цените, по които общественият доставчик продава електрическа енергия на крайните снабдители, и цените, по които продава електрическа енергия на оператора на електропреносната мрежа, съответно на операторите на електроразпределителните мрежи, за покриване на технологичните разходи в мрежите, се определят на база количеството електрическа енергия и разполагаемост, определени с решението на комисията по чл. 21, ал. 1, т. 21 от Закона за енергетиката.

Чл. 26

(1) Цената за достъп до електропреносната мрежа, която се дължи от операторите на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи, крайните клиенти и производители на електрическа енергия в режим на потребление, присъединени към електроенергийната система, освен в случаите по чл. 119, ал. 1, т. 2 и ал. 2 от Закона за енергетиката, се образува въз основа на утвърдените прогнозни необходими годишни приходи съгласно чл. 10 и утвърденото прогнозно количество електрическа енергия за продажба на територията на страната или предоставената/договорената мощност за съответния регулаторен или ценови период.

(2) Цената за достъп до електропреносната мрежа, която се заплаща от производители на електрическа енергия, с изключение на тези по чл. 29, присъединени към електропреносната и електроразпределителните/затворените електроразпределителни мрежи, се образува въз основа на утвърдените прогнозни необходими годишни приходи съгласно чл. 10 и утвърденото прогнозно количество електрическа енергия за продажба на територията на страната и за износ или предоставената/договорената мощност за съответния регулаторен или ценови период. Размерът на необходимите годишни приходи и количествата общо продадена електрическа енергия на територията на страната и за износ се намаляват със съответния дял на производителите на електрическа енергия по чл. 29.

(3) Необходимите годишни приходи на цената по ал. 2 отразяват разходите на оператора на електропреносната мрежа за закупуване на разполагаемост за допълнителни услуги по чл. 105, ал. 2 от Закона за енергетиката и 1/2 от условно-постоянните разходи и възвръщаемостта, свързани с управление на електроенергийната система.

(4) Към заявлението за цени операторът на електропреносната мрежа представя информация за утвърдената от министъра на енергетиката разполагаемост за допълнителни услуги по чл. 105, ал. 2 от Закона за енергетиката.

(5) Пределната стойност на разходите на оператора на електропреносната мрежа за закупуване на разполагаемост за допълнителни услуги по чл. 105, ал. 2 от Закона за енергетиката се изчислява въз основа на резултатите от отчетените разходи за предходния ценови период.

Чл. 27

(1) Цената за пренос на електрическа енергия през електропреносната мрежа се образува въз основа на утвърдените прогнозни необходими годишни приходи съгласно чл. 10 и утвърденото прогнозно количество електрическа енергия за продажба на територията на страната за съответния регулаторен или ценови период.

(2) Операторът на електропреносната мрежа предоставя информация за количеството отчетени и прогнозни нива на технологичните разходи на електрическа енергия при преноса през електропреносната мрежа.

(3) Прогнозните нива на технологичните разходи по преноса се остойностяват по сумата от цената, определена по реда на раздел IIIа и цената за задължения към обществото.

(4) Операторът на електропреносната мрежа възстановява чрез цената за пренос определените от комисията технологични разходи по преноса на електрическа енергия.

Чл. 27а

Необходимите годишни приходи по чл. 27 се коригират с нaдвзет/недовзет приход, в случай че постигнатата среднопретеглена пазарна цена (Цп), по която операторът на електропреносната мрежа е закупил електрическа енергия за покриване на технологичните разходи през предходния регулаторен период, се отклонява с повече от 5 % от прогнозната пазарна цена по чл. 37в, по следната формула:

а) когато Цп > Цутв, Н = (Цп. – Цутв.*(1 + 5 %)*к;

б) когато Цп < Цтр., Н = (Цп. – Цутв.*(1 – 5 %)*к, където: Цутв. е утвърдената прогнозна пазарна цена по чл. 37в, по която операторът на електропреносната мрежа купува електрическа енергия за покриване на технологичните разходи, лв./kWh; Цп е постигнатата среднопретеглена пазарна цена, по която операторът на електропреносната мрежа е закупил електрическа енергия за покриване на технологичните разходи през предходния регулаторен период; к е утвърденото количество електрическа енергия за технологичните разходи по преноса за предходния регулаторен период; Н е корекция с нaдвзет/недовзет приход за предходния регулаторен период.

Чл. 28

(1) Цената за достъп до електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа се образува по групи клиенти въз основа на утвърдените прогнозни необходими годишни приходи съгласно чл. 10 и утвърденото прогнозно количество електрическа енергия за разпределение до крайни клиенти или предоставената/договорената мощност.

(2) Цената за пренос на електрическа енергия през електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа се образува въз основа на утвърдените прогнозни необходими годишни приходи съгласно чл. 10 и утвърденото прогнозно количество електрическа енергия за разпределение до крайни клиенти.

(3) Прогнозните нива на технологичните разходи по разпределението се остойностяват по сумата от цената, определена по реда на раздел IIIа, цената за задължения към обществото и цените за пренос и достъп през/до електропреносната мрежа.

Чл. 29

(1) Цената за достъп до електропреносната, съответно електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа, за производители на електрическа енергия от възобновяеми източници с динамично променяща се генерация отразява съответния дял на тези производители в разходите по чл. 26, ал. 3, както и предизвиканите допълнителни разходи, включително за разполагаемост за резерв за допълнителни услуги, за диспечиране във връзка с балансиране и др.

(2) Цената за достъп по ал. 1 се образува въз основа на утвърдените прогнозни необходими годишни приходи съгласно чл. 10 и утвърденото прогнозно количество произведена електрическа енергия от производителите по ал. 1 за съответния регулаторен или ценови период, като размерът на необходимите годишни приходи на тази цена се увеличава с дела на производителите на електрическа енергия с динамично променяща се генерация по чл. 26, ал. 2, изр. второ.

Чл. 30

(1) В случай на забавяне на операторите на електропреносната мрежа или електроразпределителните мрежи при определянето на цените за достъп и пренос до/през съответната мрежа, комисията може да определи временни цени по чл. 30, ал. 1, т. 10, 13 и 15 от Закона за енергетиката.

(2) В случаите на ал. 1 комисията може да вземе решения относно подходящи компенсаторни мерки, в случай че окончателните цени за достъп, пренос и разпределение се отклоняват от временните цени.

Чл. 30а

Цената за задължения към обществото се образува въз основа на прогнозни необходими годишни приходи на ФСЕС и прогнозно количество електрическа енергия за продажба на територията на страната за съответния регулаторен или ценови период, в което не се включва количеството електрическа енергия по чл. 35а, ал. 2 и 3 от Закона за енергетиката.

Чл. 31

(1) Видовете предоставяни на крайните клиенти услуги, свързани с лицензионната дейност, се определят с решение на комисията въз основа на информация, предоставена от енергийните предприятия.

(2) Цените на услугите по ал. 1 се образуват въз основа на признатите от комисията икономически обосновани разходи за предоставянето им.

(3) Цените на предоставяните на крайните клиенти услуги, свързани с лицензионната дейност, се определят в левове, без данък върху добавената стойност, за всеки вид услуга.

Чл. 32

(1) Цената за присъединяване на производител, обект за съхранение на електрическа енергия, както и на обект – съвкупност от съоръжения/инсталации за потребление и/или за производство и/или за съхранение на електрическа енергия, който отдава и потребява електрическа енергия в/от мрежата, са индивидуални и включват действителните разходи за изграждане на съоръженията за присъединяване към съответната електрическа мрежа. В цената за присъединяване се включват и разходите, които съответният мрежови оператор прави за присъединяване на повишената присъединена мощност към оператора на електропреносната или електроразпределителната мрежа.

(2) Цените за присъединяване на обекти на оператори на електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи към електропреносната/съответната електроразпределителна мрежа са индивидуални и включват действителните разходи за изграждане на съоръженията за присъединяване на обектите към съответната мрежа. При присъединяване на обект на оператор на затворена електроразпределителна мрежа към електроразпределителна мрежа в цената за присъединяване се включват и разходите, които операторът на електроразпределителната мрежа прави за присъединяване на повишената присъединена мощност към оператора на електропреносната мрежа.

(3) В необходимите годишни приходи за дейностите по пренос на електрическа енергия през електроразпределителната мрежа не се включват приходи от присъединяване.

Чл. 33

(1) Цените за присъединяване на крайни клиенти към електроразпределителни/затворени електроразпределителни мрежи се образуват в зависимост от предоставената мощност в kW и се разделят в следните основни групи:

1. I група – до 6 kW включително;

2. II група – от 7 до 15 kW включително;

3. III група – от 16 до 50 kW включително;

4. IV група – от 51 до 100 kW включително;

5. V група – от 101 до 200 kW включително;

6. VI група – от 201 до 400 kW включително;

7. VII група – над 400 kW.

(2) В цените за присъединяване на крайни клиенти към електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа се включват само разходи, които са пряко свързани с услугата, като тези разходи не са елемент на цените за достъп и пренос през електроразпределителната/затворената електроразпределителна мрежа.

(3) Цените за присъединяване на обекти на крайни клиенти към електроразпределителна/затворена електроразпределителна мрежа в група VII – над 400 kW, и за присъединяване към мрежи средно напрежение се определят по индивидуален проект и включват всички разходи, изчислени по разработен проект за присъединителните съоръжения, в обем, достатъчен за осигуряване на присъединяваната мощност. В цената за присъединяване се включват и разходите, които съответният мрежови оператор прави за присъединяване на повишената присъединена мощност към оператора на електропреносната или електроразпределителната мрежа. В случаите на присъединяване на етапи на обекти със сумарна мощност над 400 kW цената за присъединяване се определя за всеки етап на присъединяване по индивидуален проект, като цената включва всички действителни разходи за изграждане на съоръженията за присъединяване.

(4) Цената за присъединяване на крайни клиенти в територии извън регулация на населените места се определя на база действително направените разходи за изграждане на присъединителните съоръжения по индивидуален проект.

(5) Цените за присъединяване на крайни клиенти към електроразпределителна/затворена електроразпределителна мрежа за обекти на крайни клиенти в групи от III до VI съдържат постоянна и променлива компонента в зависимост от точката на захранване и дължината на електропроводната линия.

(6) Цените за присъединяване на крайни клиенти към електроразпределителна/затворена електроразпределителна мрежа за обекти на крайни клиенти по ал. 1 в групи I и II съдържат само постоянна компонента.

(7) Видовете разходи, приложими към ценообразуването на постоянната и променливата компонента, се класифицират по икономически елементи, както следва: разходи за възнаграждения и осигуровки, разходи за материали, разходи за външни услуги и „други разходи“.

Чл. 34

(1) Признатите от комисията разходи, които формират постоянната компонента на цените за присъединяване, отразяват средните разходи за присъединяване за всяка група клиенти. В постоянната компонента в зависимост от присъединената мощност могат да се включват следните строително-монтажни работи:

1. монтаж на електромерно табло и оборудването му;

2. изграждане на проводната част за присъединяване на разстояние до 25 м;

3. монтаж на необходимата за целта апаратура, арматура и опроводяване в разпределителното табло в трансформаторния пост;

4. изграждане на необходимата мощност в трансформаторния пост, включително неговата строителна част;

5. монтаж на апаратите от измервателната система;

6. увеличаване на договорената присъединена мощност на съществуващ присъединен обект;

7. при обособяване на нов обект със самостоятелно измерване на електрическата енергия чрез отделяне от съществуващ обект, който е присъединен към електроразпределителна/затворена електроразпределителна/затворената електроразпределителна мрежа;

8. при промяна броя на фазите независимо дали се променя договорената присъединена мощност;

9. при изграждане на нови съоръжения за присъединяване, свързано с повишаване на категорията по осигуреност на електроснабдяването;

10. разходи за временно електроснабдяване на строителен обект.

(2) Когато съоръжения за присъединяване се изграждат от крайни клиенти по реда на наредбата по чл. 116, ал. 7 от Закона за енергетиката, цената за присъединяване и направените взаимнопризнати разходи за тези съоръжения се компенсират при условията, определени в договора за присъединяване.

(3) В обхвата на разходите за присъединителните съоръжения за групи обекти по чл. 33, ал. 1 от I до VI не се включват разходи за разширения на електрическата мрежа, които съответният мрежови оператор трябва да извърши, за да се гарантират сигурността и качеството на снабдяването с електрическа енергия, а именно:

1. повишаване на пропускателната възможност на съществуващата електропроводна линия след мястото на присъединяване;

2. монтиране на по-мощен силов трансформатор в трансформаторния пост;

3. изграждане на нов трансформаторен пост;

4. разширение на други части на електрическата мрежа по посока на захранващата разпределителна подстанция.

(4) Признатите от комисията разходи, които формират променливата компонента на цените за присъединяване, се определят по видове работи в зависимост от оптималната схема за присъединяване към мрежата на съответното напрежение, в т.ч. за изграждане на проводната част за присъединяване над 25 м.

(5) Променливата компонента е равна на нула, когато разстоянието по ал. 4 е по-малко или равно на 25 м от границата на собственост до точката на присъединяване.

(6) За разстояния извън случаите по ал. 5 всеки допълнителен метър кабел или въздушна линия се заплаща по цена, определена за променливата компонента за съответната група крайни клиенти, утвърдена от комисията.

(7) За обекти, които ще включват повече от един краен клиент, цената за присъединяване на обекта се образува за общата присъединена мощност на обекта. Общата присъединена мощност на обекта се образува като сума от индивидуално определените присъединени мощности за всеки краен клиент от същия обект.

(8) Цената за присъединяване на краен клиент за резервно електрозахранване е равна на разходите за изграждане на съоръженията за резервно присъединяване и тези, които операторът на електроразпределителна/затворена електроразпределителна мрежа ще направи за присъединяване на повишената присъединена мощност към електропреносната/съответната електроразпределителна мрежа, и се определя по индивидуален проект.

Чл. 35

(отменен)

Цената за продажба на електрическа енергия между съседни крайни снабдители е равна на продажната цена на обществения доставчик.

Чл. 36

За обекти на крайни клиенти, присъединени към електроразпределителна/затворена електроразпределителна мрежа, за които не се изисква изграждане на съоръжения за присъединяване, цената за присъединяване се определя въз основа на действителните преки разходи по присъединяване, които ще извърши съответният мрежови оператор.

Чл. 37

(отменен)

Цената за присъединяване на енергиен обект по чл. 24 от Закона за енергията от възобновяеми източници е индивидуална, включва разходите за изграждане на съоръжения за присъединяване към съответната електроразпределителна мрежа и се определя по методика, приета от комисията.

Чл. 37г

(1) Базовата стойност на електрическата енергия за 1 MWh, като част от цената, която битовият краен клиент заплаща на крайния снабдител за съответния регулаторен период, се определя при отчитане на:

1. прогнозната пазарна цена на крайните снабдители по чл. 37в за съответния регулаторен период и/или постигнатата среднопретеглена цена на електрическата енергия, закупена по механизма по чл. 100, ал. 8 от Закона за енергетиката въз основа на сключени от крайните снабдители сделки за покупка на електрическа енергия за снабдяване на битови крайни клиенти за съответния регулаторен период;

2. средствата по чл. 36д, ал. 1 от Закона за енергетиката за съответния регулаторен период, както и на прогноза за средствата по чл. 36д, ал. 1, т. 8, 8а и 11 от Закона за енергетиката за покриване на разходи по чл. 36б, ал. 1, т. 5 от Закона за енергетиката за частта от регулаторния период, за която такива средства не са предвидени;

3. други факти и обстоятелства, които оказват влияние върху базовата стойност.

(2) При определяне на базовата стойност по ал. 1 се използват данните по чл. 37е, ал. 4 и 5 и чл. 43а, както и информация във връзка с фактите и обстоятелствата по ал. 1, т. 3.

(3) В хода на процедурата по ал. 1, за целите на изчисляването на постигнатата среднопретеглена цена на електрическата енергия до началото на съответния регулаторен период по ал. 1, т. 1, може да се използва и прогноза за размера на тази цена.

(4) Базовата стойност по ал. 1 се определя в левове за 1 MWh консумирана електрическа енергия, без данък върху добавената стойност.

(1) Компонентата от цената на крайния снабдител във връзка със снабдяването с електрическа енергия на битови крайни клиенти се определя в размер до 7 на сто от определената със закона за държавния бюджет за съответната година и/или програма, приета от Министерския съвет, базова стойност на електрическа енергия за 1 MWh, която битовият краен клиент следва да заплаща за съответния регулаторен период.

(2) Компонентата включва икономически обосновани разходи и възвръщаемост за дейността „снабдяване с електрическа енергия от краен снабдител“, както и разходи за балансиране, и се определя като обща стойност, без да се посочва конкретният размер на елементите, които я формират.

(3) В случай че не е определена базова стойност по ал. 1, компонентата от цената на крайния снабдител се определя в размер до 7 на сто от прогнозната пазарна цена по чл. 37в.

(4) Компонентата по ал. 1 или ал. 3 се коригира с нaдвзет приход, в случай че въз основа на отчетните данни за предходния ценови период се установи, че в резултат на прилаганите цени е постигнат по-висок размер на компонентата от определения за този период.

(5) Компонентата по ал. 1 или ал. 3 не може да надвишава размера на компонентата, определена за предходния ценови период, индексиран с инфлационен индекс за предходната календарна година на основата на данни от Националния статистически институт.

Чл. 37г

Чл. 37д

(отменен)

(1) Компонентата от цената на крайния снабдител във връзка със снабдяването с електрическа енергия на битови крайни клиенти се определя в размер до 7 на сто от определената базова стойност на електрическата енергия за 1 MWh по чл. 37г.

(2) Компонентата включва икономически обосновани разходи и възвръщаемост за дейността „снабдяване с електрическа енергия от краен снабдител“, както и разходи за балансиране, и се определя като обща стойност, без да се посочва конкретният размер на елементите, които я формират.

(3) На всяко тримесечие компонентата по ал. 1 се коригира с нaдвзет или недовзет приход, в случай че въз основа на отчетните данни за предходното тримесечие се установи, че в резултат на прилагане на определения размер на базовата стойност или на определения размер на тарифната структура на базовата стойност на електрическата енергия за 1 MWh е постигнат по-висок, съответно по-нисък размер на определената компонента за този период.

(4) За целите на корекцията по ал. 3, в случай че въз основа на отчетните данни за предходното тримесечие се установи, че съответният краен снабдител е прилагал по-нисък от определения размер на базовата стойност или по-нисък от определения размер на тарифната структура на базовата стойност, компонентата по ал. 1 се коригира с размера на нaдвзетия или недовзетия приход по ал. 3.

(5) Корекцията по ал. 3 и 4 може да бъде разсрочвана.

(6) Компонентата по ал. 1 не може да надвишава размера на компонентата, определена за предходния регулаторен период, индексиран с инфлационен индекс за предходната календарна година на основата на данни от Националния статистически институт.

Чл. 37е

(1) Компенсацията за покриване на част от разходите на битови крайни клиенти за закупена електрическа енергия от краен снабдител се определя като разлика между постигнатата средно претеглена цена за съответните количества, закупени по механизма по чл. 100, ал. 8 от Закона за енергетиката и/или на пазарен сегмент ден напред, относима към съответния краен снабдител за съответния месец, и определената базова стойност на електрическата енергия за 1 MWh по чл. 37г. За целите на изчислението на средно претеглената цена, относима към съответния краен снабдител за съответния месец, в случай на закупено количество електрическа енергия на други пазарни сегменти и механизми, се прилага постигнатата реална средно претеглена цена на съответния пазарен сегмент и/или механизъм за съответния месец, но не по-висока от средно претеглената цена на пазарен сегмент ден напред за съответния месец.

(2) Компенсацията по ал. 1 може да бъде за цялото или за част от закупеното количество електрическа енергия от битовите крайни клиенти. Размерът на компенсацията може да бъде диференциран според количеството на закупената електрическа енергия.

(3) Компенсацията по ал. 1 се определя ежемесечно за крайните битови клиенти на съответния краен снабдител.

(4) Компенсацията по ал. 1 се определя въз основа на данни от системата за администриране на пазара на електрическа енергия на независимия преносен оператор и информация от оператора на организиран борсов пазар на електрическа енергия.

(5) Постигнатата средно претеглена цена по ал. 1 се изчислява въз основа на данните за отчетените количества електрическа енергия, потребени от клиентите на съответния краен снабдител.

(6) При определяне на компенсацията по ал. 1 се отчитат приходите на крайните снабдители от продажба на електрическа енергия на пазарен сегмент в рамките на деня и/или на пазарен сегмент ден напред, които надвишават разходите за нейното закупуване.

(7) На всяко тримесечие, при определяне на размера на компенсацията, комисията отчита и корекцията с надвзет или недовзет приход по чл. 37д, ал. 3 и 4, като тази корекция може да бъде разсрочвана.

(8) Компенсацията се определя в левове за 1 MWh консумирана електрическа енергия, без данък върху добавената стойност.

Чл. 37ж

Комисията при необходимост определя размер от приходите по чл. 36д, ал. 1, т. 1 – 9 от Закона за енергетиката на ФСЕС, с който да се покриват разходи за компенсации по чл. 37е.

Чл. 37з

Крайните снабдители предоставят ежемесечно в комисията справка за получените от ФСЕС и предоставените на крайните си клиенти средства, включително и при корекции и сторниране на фактури.

Чл. 37и

Процедурата за определяне на базова стойност по чл. 37г, съответно за определяне на компонента по чл. 37д, може да бъде паралелно проведена от комисията.

Чл. 38

Извън случаите по ал. 1,

(1) Комисията има право при необходимост по време на регулаторния/ценовия период, но не по-често от веднъж на 6 месеца, да измени преференциалните цени, съответно премиите, за електрическата енергия, произведена от високоефективно комбинирано производство на електрическа и топлинна енергия, при условие че е налице съществено изменение между определената прогнозна цена на природния газ за този период спрямо постигнатата и прогнозната такава за оставащия срок от периода.

(2) При регулиране на цените чрез метода „норма на възвръщаемост на капитала“ по време на ценовия период цените могат да бъдат изменяни при наличие на обстоятелства водещи до промяна на цената на основното гориво, чието настъпване не е могло да бъде предвидено при утвърждаването на цените и води до съществено изменение на утвърдените им ценообразуващи елементи и на финансовото състояние на енергийното предприятие.

(3) При регулиране на цените чрез методите на ценово регулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2 могат да се извършат следните годишни корекции:

1. с инфлационен индекс (И) за предходен период на основата на данни от Националния статистически институт съобразно влиянието му върху признатите разходи за дейността (без разходите за амортизации) и с коефициент за подобряване на ефективността при спазване на принципите на чл. 23 и 31 от Закона за енергетиката;

2. с показатели въз основа на изпълнението (качество на енергията, качество на обслужването), като признатите необходими приходи на енергийното предприятие се коригират при неизпълнението на определените от комисията целеви показатели и разликата между прогнозните и реализираните инвестиции;

3. в резултат на изпълнени и отчетени инвестиции, на основата на достоверни данни за активите по видове дейности, съгласно представените отчети и/или извършена проверка.

(4) Корекцията по ал. 4, т. 3 се прилага и за първата година от регулаторния период, като в този случай корекцията отразява неизпълнението на инвестиционната програма за предходния регулаторен период, намалено с приложените през ценовите му периоди корекции по ал. 4, т. 3.

(5) Корекциите по ал. 4 и 5 могат да бъдат разсрочвани изцяло или частично при спазване на принципите по Закона за енергетиката.

(6) При прилагане на метода „горна граница на приходи“ се извършва и корекция с фактора Z, която се изчислява по следната формула: Забележка на редакцията: виж формулата в PDF-а на броя където: Путв. са утвърдените необходими приходи, лв.; Потч. – отчетените приходи, лв.; Епрог. – прогнозните количества пренесена електрическа енергия, kWh; Еотч. – отчетените количества пренесена електрическа енергия, kWh; ТРодоб. – одобрените технологични разходи за регулаторния период, %; Цтр. е утвърдената прогнозна пазарна цена по чл. 37в, по която електроразпределителните дружества купуват електрическа енергия за покриване на технологичните разходи, към която са прибавени цени за пренос и достъп през/до електропреносната мрежа, цена за задължения към обществото и разходи за балансиране, лв./kWh; Цтр.1 е цена, изчислена по реда на ал. 8, по която електроразпределителните дружества са закупили електрическа енергия за покриване на технологичните разходи, към която са прибавени цени за пренос и достъп през/до електропреносната мрежа, цена за задължения към обществото и разходи за балансиране, лв./kWh; Р – корекцията за надвзети/недовзети приходи в резултат на прогнозни количества, използвани за определяне на Zt-1, лв.; t – ценовият период.

(7) Когато постигнатата среднопретеглена пазарна цена (Цп), по която електроразпределителните дружества са закупили електрическата енергия за покриване на технологичните разходи:

1. се отклонява с 5 % и под 5 % от прогнозната пазарна цена по чл. 37в, Цтр.1 е равна на Цтр.;

2. се отклонява с повече от 5 % от прогнозната пазарна цена по чл. 37в, Цтр.1 се изчислява по следната формула:

(8) При изчисляване на постигнатата среднопретеглена пазарна цена, по която електроразпределителните дружества са закупили електрическата енергия за покриване на технологичните разходи (Цп), се отчитат приходите на електроразпределителните дружества от целево предоставени публични средства за компенсиране на техните разходи за закупуване на електрическа енергия. Когато постигнатата среднопретеглена пазарна цена (Цп):

1. се отклонява с 5 % и под 5 % от прогнозната пазарна цена по чл. 37в, Цтр.1 е равна на Цтр.;

2. се отклонява с повече от 5 % от прогнозната пазарна цена по чл. 37в, Цтр.1 се изчислява по следната формула:

(9) Корекциите по ал. 7 и 9 могат да бъдат разсрочвани изцяло или частично при спазване на принципите по Закона за енергетиката.

Чл. 38а

В случай че изменението на цените по чл. 38, ал. 1 и/или 3, съответно на премиите на енергийните предприятия, ще окаже влияние върху цената за задължения към обществото, съответно върху утвърдените цени на други енергийни предприятия, комисията може да измени и тези цени.

Чл. 39

(1) Корекции на цените могат да се направят, в случай че действителните приходи на енергийното предприятие осигуряват различен от прогнозния размер приходи за покриване на признатите невъзстановяеми разходи, като разликата се отразява в утвърдените необходими приходи на енергийното предприятие за следващия ценови период.

(2) Корекции на цените могат да се направят, в случай че действителните приходи на ФСЕС осигуряват различен от прогнозния размер приходи за покриване на разходите, свързани със задължения към обществото.

(3) Механизмът за разплащане на разходите, произтичащи от изпълнение на задължения към обществото на съответните енергийни предприятия, свързани със сигурността на снабдяването, включително за защита на обектите, представляващи критична инфраструктура в енергетиката, се определя с решение на комисията.

Чл. 40

(1) Комисията има право при необходимост да изменя утвърдените цени на електрическата енергия по време на ценовия период, но не по-често от веднъж на календарно тримесечие, като:

1.

2. изменя размера на технологични разходи на енергийните предприятия при производство, пренос и разпределение на електрическа енергия, като определя целевите им стойности при спазване на принципа за осигуряване на баланс между интересите на енергийните предприятия и крайните клиенти;

3. изменя признатия размер на други ценообразуващи елементи при спазване на принципа за осигуряване на баланс между интересите на енергийните предприятия и крайните клиенти.

(2) Комисията изменя определените премии, но не по-често от веднъж на 6 месеца, при условие че е налице съществено изменение между определената прогнозна пазарна цена за базов товар за този период спрямо постигнатата и прогнозната такава за оставащия срок от периода на организиран борсов пазар.

(3) В случай на изменение на определените премии по ал. 2 комисията може да измени утвърдената за съответния регулаторен/ценови период цена за задължения към обществото.

(4) В случай че обстоятелствата, обуславящи измененията по ал. 2 и 3, оказват влияние върху утвърдените цени на други енергийни предприятия, комисията може да измени и тези цени.

Чл. 40а

(1) Комисията може да измени компонента от регулираната цена на крайния снабдител по време на ценовия период при промяна на базовата стойност на електрическата енергия по чл. 37г, ал. 1 или изменение на прогнозната пазарна цена по чл. 37в.

(2) Размерът на изменената компонента по ал. 1 не може да надвишава размера на компонентата, определена за предходния ценови период, индексиран с инфлационен индекс за предходната календарна година на основата на данни от Националния статистически институт.

(3) В случай че компонентата по чл. 37г, ал. 1 и 3 е определена в размер, съответстващ на размера на компонентата, определена за предходния ценови период, индексиран с инфлационен индекс за предходната календарна година на основата на данни от Националния статистически институт, ал. 1 не се прилага.

Чл. 41

(1) Енергийните предприятия подават заявления в комисията по утвърдени от нея образци за утвърждаване на:

1. необходими приходи и цени, както и всички свързани с тях показатели и коефициенти за изменението им по време на регулаторния период;

2. промяна в тарифната структура;

3. изменение на действащи цени;

4. друго, свързано с правомощията на комисията по ценовото регулиране.

(2) Заявленията по ал. 1 се подават не по-късно от 3 месеца преди изтичането на стария ценови период или влизането в сила на предлаганото изменение на действащи цени и/или тарифни структури.

(3) Ползвател на затворена електроразпределителна мрежа може да поиска от комисията да преразгледа цените за достъп и/или за пренос, които съответният оператор на затворена електроразпределителна мрежа прилага, и да утвърди цени на този оператор за определен срок.

Чл. 41а

(1) Заявленията се подават писмено по електронен път или на хартиен носител. Към заявлението на хартиен носител се прилага декларация за истинността на заявените обстоятелства и на приложените документи и данни, подписана от заявителя.

(2) Когато заявлението не се подава от лице, законно представляващо енергийното предприятие, към заявлението се прилага и пълномощно с нотариално заверен подпис на това лице. Когато заявлението се подава по електронен път, то се придружава от електронно пълномощно, подписано с квалифициран електронен подпис по начин, позволяващ удостоверяване на времето на подписване на пълномощното с точност до година, дата, час, минута и секунда с квалифициран електронен времеви печат.

(3) Заявление по електронен път се подава чрез системата за сигурно електронно връчване по чл. 26, ал. 2 от Закона за електронното управление или Единния портал за предоставяне на информация и услуги от комисията, подписано с квалифициран електронен подпис и по начин, позволяващ удостоверяване на времето на подписване на пълномощното с точност до година, дата, час, минута и секунда с квалифициран електронен времеви печат. Към заявлението се прилага декларация за истинността на заявените обстоятелства и на приложените документи и данни, подписана от заявителя с квалифициран електронен подпис.

(4)

(5) Заявление, подадено по електронен път, което не е подписано по реда на ал. 3, не е основание за започване на административно производство.

(6) Комисията може да изисква приложени документи към заявлението подадено по електронен път, да бъдат представени и на хартиен носител.

Чл. 42

(1) Заявленията се проверяват за съответствие с изискванията на наредбата в 7-дневен срок от постъпването им.

(2) Когато се установи нередовност на заявлението, на заявителя се изпраща писмено съобщение да отстрани допуснатите нередовности в срок 7 дни.

(3) Ако в срока по ал. 2 заявителят не отстрани нередовностите, преписката не се разглежда по същество и се прекратява с решение на комисията.

(4) На заявителя се изпраща писмено уведомление, че преписката е прекратена и заявлението не подлежи на разглеждане по същество.

Чл. 43

(1) Към заявлението за утвърждаване на необходими приходи, цени и тарифни структури се представя информация за 12-месечен отчетен период, наречен базисна година.

(2) Към заявлението по ал. 1 се прилагат и:

1. годишен финансов отчет с приложения към него, изготвен в съответствие с изискванията на Закона за счетоводството и приложимите счетоводни стандарти, в случай че не е публикуван в търговския регистър и регистъра на юридическите лица с нестопанска цел към Агенцията по вписванията;

2. финансово-счетоводна информация в съответствие с чл. 4 и 5 за базисната година;

3. технико-икономически данни, включително месечни отчети за продажбите през базисната година, както и всяка друга информация, свързана с предлаганите за утвърждаване цени, изисквана в съответствие с решението на комисията по чл. 5;

4. информация по групи клиенти за базисната година, включително брой на крайните клиенти, продажби на енергия, приходи и данни за фактурирането;

5. други данни, които енергийното предприятие счита за необходимо да представи в подкрепа на подаденото заявление или изискани от комисията;

6. документ за платена такса за разглеждане на заявлението.

(3) Документите по ал. 2 се представят в комисията на електронен и на хартиен носител, заверени с подпис на представляващия енергийното предприятие и печат на енергийното предприятие.

(4) Енергийните предприятия представят необходимите доказателства за достоверността на данните и информацията.

(5) Заявлението за утвърждаване на необходими приходи, респективно цени, съдържа данни за базисната година, прогнозна информация за новия ценови период (разходи, количества за осъществяване на лицензионната дейност, инвестиции и др.).

(6) Заявителят представя информация за планираните инвестиции по направления и групи обекти в съответствие с чл. 14, ал. 11.

(7) Обосновката на предложените за утвърждаване инвестиции включва постигането на конкретни показатели по отношение на осъществяване на лицензионната дейност, в т.ч. развитие и подобрение на мрежата, повишаване на сигурността на доставките, намаление на технологичните разходи и други цели.

(8) Заявителят представя подробен отчет за постигнатите резултати за изпълнението на инвестициите за всяка ценова година от регулаторния период и анализ по отношение на постигнатите показатели за качеството на енергията и обслужването на крайните клиенти, както и промените в ефективността.

(9) Като неразделна част от заявленията за цени енергийните предприятия представят приложения със справки, които включват изискваната от комисията информация.

(10) Справките се представят на хартиен и цифров носител. Формата на справките е задължителна и не могат да бъдат изтривани редове и/или колони. Дружеството може да представя допълнителна информация извън задължителната по справките. Справките трябва да бъдат подписани от лице с представителна власт и от главен счетоводител и да бъдат подпечатани с печата на дружеството.

(11) По искане на комисията или при необходимост за допълнителна обосновка дружеството представя към заявлението допълнителна писмена информация относно ценообразуващите елементи.

(12) Със заявленията за утвърждаване на цени енергийните предприятия могат да предявяват искания за признаване и компенсиране на невъзстановяеми разходи и на разходи, произтичащи от наложени задължения към обществото, като прилагат съответните доказателства, обосноваващи искането им.

Чл. 43а

Фонд „Сигурност на електроенергийната система“ подава заявление, съдържащо информация за разходите му във връзка с чл. 34 и 35 от ЗЕ, както и приходите му по чл. 36д от ЗЕ за съответния период.

Чл. 44

(1) Енергийните предприятия, спрямо които комисията прилага метод за регулиране „норма на възвръщаемост на капитала“, могат да подават заявления за изменение на утвърдените цени по чл. 38, ал. 3.

(2) Към заявленията за изменение на утвърдените цени се прилага необходимата информация за доказване на обстоятелствата по ал. 1.

(3) В случай че изменените по ал. 1 цени оказват влияние върху цени на други енергийни предприятия, комисията може да даде указания на тези предприятия да подадат заявление за изменение на утвърдените им цени. При неизпълнение на указанията комисията може служебно да измени тези цени.

(4) Решението за изменение на цените по ал. 3 не прекъсва регулаторния период.

Чл. 44а

(1) Производство за изменение на цени по чл. 38, ал. 1 се открива по инициатива на комисията.

(2) Комисията на закрито заседание приема решение за откриване на производство по ал. 1, доклад и проект на решение и насрочва дата и час за провеждане на открито заседание и обществено обсъждане.

(3) Откритото заседание и общественото обсъждане се провеждат на една и съща дата в срок до 5 дни от закритото заседание по ал. 2.

(4) След изтичане на срока по чл. 14, ал. 3 от Закона за енергетиката комисията провежда закрито заседание, на което приема решение.

Чл. 45

(1) Енергийните предприятия, спрямо които комисията прилага методи за ценово регулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2, подават заявление за утвърждаване на изменение на необходими приходи и цени за втория или следващите ценови периоди от регулаторния период.

(2) Заявлението по ал. 1 се подава не по-късно от 3 месеца преди изтичането на предходния ценови период.

Чл. 46

операторите на електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи в едномесечен срок преди подаване в комисията на заявлението за утвърждаване на нови цени или за изменение на действащи цени оповестяват в средствата за масова информация предложението си за утвърждаване на новите цени или за изменението на действащите цени.

Чл. 47

(1) Комисията в срок до два месеца след представяне на заявленията за утвърждаване и/или изменение на утвърдените цени, съответно за отстраняване на констатираните нередовности, на закрито заседание приема доклад и насрочва дата и час за провеждане на открито заседание за обсъждане на приетия доклад.

(2) Комисията оповестява доклада, датата и часа за провеждане на открито заседание на страницата си в интернет.

(3) На откритото заседание комисията обсъжда с енергийните предприятия доклада по ал. 1 и определя срок за представяне на становища и писмена обосновка на направените на откритото заседание възражения до 3 дни от датата на откритото заседание.

Чл. 48

В срок до 7 дни от датата на откритото заседание комисията провежда закрито заседание, на което приема проект на решение и насрочва дата за обществено обсъждане по чл. 14 от Закона за енергетиката.

Чл. 49

(1) За енергийните предприятия, спрямо които се прилага методът „норма на възвръщаемост на капитала“, проектът на решение, съответно решението по чл. 52, ал. 1, съдържа:

1. прогнозните и/или изменените необходими приходи на енергийните предприятия, включващи икономически обосновани разходи за дейностите по съответните лицензии, регулаторната база на активите и нормата на възвръщаемост на капитала и съответните цени;

2. прогнозните количества електрическа енергия за следващия ценови период.

(2) В случай че извършеният анализ и оценка на представената информация от енергийното предприятие по чл. 44, ал. 1 и 2 не дават основание за изменение на утвърдените цени, комисията приема проект на решение, съответно решение по чл. 52, ал. 1, с което отказва да измени действащите цени.

Чл. 50

(1) За енергийните предприятия, спрямо които се прилагат методите на ценово регулиране по чл. 3, ал. 2, т. 2, проектът на решение, съответно решението по чл. 52, ал. 1, съдържа:

1. при започване на нов регулаторен период:

2. за всеки следващ ценови период в рамките на регулаторния период:

(2) В случай че енергийно предприятие е направило искане за утвърждаване на групи клиенти и тарифни структури, но не е обосновало искането си в представеното проучване за стойността на услугата по чл. 17, комисията може да откаже утвърждаването им.

(3) В случай че енергийното предприятие не е подало заявление и/или не е представило информацията по чл. 41 и 45, комисията може служебно да утвърди коригирани необходими приходи и цени за следващия ценови период от регулаторния период въз основа на данните, с които разполага.

Чл. 51

(1) Провеждането на процедура за обществено обсъждане по чл. 14 от Закона за енергетиката започва с оповестяване проекта на решение на страницата на комисията в интернет.

(2) Комисията обсъжда със заинтересованите лица по смисъла на чл. 14, ал. 2 от Закона за енергетиката проекта на решение и определя срок за представяне на становища по него не по-кратък от 14 дни от датата на общественото обсъждане.

Чл. 52

(1) След приключване на процедурата за обществено обсъждане на закрито заседание комисията приема решение.

(2) По производства, които представляват фактическа и правна сложност, мотивите към решенията могат да бъдат приети до 10дни от приемането на съответното решение.

(3) Комисията публикува решенията по ал. 1, съответно мотивите по ал. 2, на страницата си в интернет в 3-дневен срок от приемането им.

Чл. 53

(1) В случаите по чл. 40 комисията може да приеме съкратени процедури и срокове.

(2) Решението за изменение на цените влиза в сила от деня на приемането му от комисията и тя го публикува на страницата си в интернет.

Чл. 54

(1) В срок до 7 дни след получаване на решенията на комисията за утвърждаване на нови цени операторите на електропреносната и електроразпределителните мрежи публикуват на интернет страницата си утвърдените им пределни цени.

(2) В срок до 1 работен ден след получаване на решението на комисията за определяне на базова стойност по чл. 37г и компонента по чл. 37д или за изменение на базова стойност по чл. 40а и/или компонента по чл. 40б крайният снабдител публикува на интернет страницата си цената по чл. 30а, ал. 3 от Закона за енергетиката.

Чл. 55

(1) Производството за определяне на видовете услуги, свързани с лицензионната дейност и утвърждаване на цени на тези услуги, се открива по инициатива на комисията или по искане на лицензиант.

(2) В случай че производството по ал. 1 е открито по инициатива на комисията, лицензиантът представя информация и описание на видовете предлагани услуги, свързани с лицензионната дейност, както и доказателства и обосновка на разходите, свързани с предоставянето на тези услуги.

(3) В случай че производството по ал. 1 е открито по искане на лицензиант, заявлението съдържа информация и описание на видовете предлагани услуги, свързани с лицензионната дейност, както и доказателства и обосновка на разходите, свързани с предоставянето на тези услуги.

(4) В срок до два месеца от започване на производството или от получаване на информацията по ал. 2 и 3 на закрито заседание комисията приема проект на решение за определяне на видовете услуги и утвърждаването на цени на тези услуги и насрочва дата и час за провеждане на открито заседание и за провеждане на обществено обсъждане на проекта на решение по реда на чл. 14 от Закона за енергетиката.

(5) Комисията оповестява проекта на решение, датата и часа за провеждане на откритото заседание и датата и часа за провеждане на общественото обсъждане на страницата си в интернет.

(6) На откритото заседание комисията обсъжда с енергийното предприятие проекта на решение и определя срок за представяне на становище до 5 дни от датата на провеждането му.

(7) На общественото обсъждане комисията обсъжда със заинтересованите лица проекта на решение и определя срок за представяне на становища по него не по-кратък от 14 дни.

(8) След приключване на процедурата за обществено обсъждане комисията провежда закрито заседание, на което приема решение за определяне на видовете предоставяни услуги, свързани с лицензионната дейност и за утвърждаване на цени на тези услуги.

Чл. 56

Лица, чиято дейност не подлежи на лицензиране съгласно Закона за енергетиката, но извършват сделки по регулирани цени, подават заявления по чл. 41, ал. 1, които се разглеждат от комисията по реда на тази глава.

Чл. 57

(1) Докладът по чл. 47, ал. 1 съдържа анализ относно определяне на базова стойност по чл. 37г и компонента от цената на крайния снабдител във връзка със снабдяването с електрическа енергия на битови крайни клиенти.

(2) Крайният снабдител представя информация, която е необходима за целите на анализа по ал. 1.

Чл. 57а

(1) Във връзка с производството по чл. 40а на закрито заседание комисията приема доклад и проект на решение, насрочва дата и час за обществено обсъждане по чл. 14 от Закона за енергетиката на приетия проект на решение, което се провежда до 5 дни от датата на закритото заседание.

(2) Комисията оповестява проекта на решение, датата и часа за провеждане на общественото обсъждане на страницата си в интернет.

(3) На общественото обсъждане комисията обсъжда със заинтересованите лица проекта на решение и определя срок за представяне на становища по него не по-кратък от 14 дни.

(4) След приключване на процедурата за обществено обсъждане комисията провежда закрито заседание, на което приема решение, с което изменя или не изменя базовата стойност.

(5) Комисията може да изиска от енергийните предприятия и ФСЕС информация, която е необходима за целите на производството по ал. 1.

Чл. 58

(1) Във връзка с производствата по чл. 40б на закрито заседание комисията приема доклад и проект на решение, насрочва дата и час за открито заседание и за обществено обсъждане по чл. 14 от Закона за енергетиката на приетия проект на решение, които се провеждат до 5 дни от датата на закритото заседание.

(2) Комисията оповестява проекта на решение, датата и часа за провеждане на откритото заседание и датата и часа за провеждане на общественото обсъждане на страницата си в интернет.

(3) На откритото заседание комисията обсъжда с крайния снабдител проекта на решение и определя срок за представяне на становище до 3 дни от датата на провеждането му.

(4) На общественото обсъждане комисията обсъжда със заинтересованите лица проекта на решение и определя срок за представяне на становища по него не по-кратък от 14 дни.

(5) След приключване на процедурата за обществено обсъждане комисията провежда закрито заседание, на което приема решение, с което изменя или не изменя компонентата от цената на крайния снабдител.

(6) Крайният снабдител представя информация, която е необходима за целите на производството по ал. 1.

Чл. 59

Във връзка с производството по чл. 37е на закрито заседание комисията приема доклад и решение, с което определя месечната компенсация за покриване на част от разходите на битови крайни клиенти за закупена електрическа енергия от краен снабдител.

§ 1

По смисъла на наредбата:

1. „Базисна година“ е предходната календарна година или 12-месечен период, предхождащ внасянето на предложението, за който енергийното предприятие предоставя информация за лицензираната услуга, използвана като основа за определяне на цени.

2. „Динамично променяща се генерация“ е производство на електрическа енергия, което е труднопредвидимо в деня преди доставката поради неконтролируемо и динамично променящ се първичен енергиен източник.

3. „Електрическа енергия“ е активната електрическа енергия.

4. „Коефициент за подобряване на ефективността“ е целева величина, изразяваща относителното намаляване на разходите на енергийните предприятия за осъществяване на съответната лицензионна дейност.

5.

6. „Необходими приходи“ са икономически обоснованите приходи, необходими на енергийното предприятие за предоставяне на услугата по лицензията с определено качество и постигане на определената възвръщаемост.

7. „Норма на възвръщаемост на капитала“ е възвръщаемост на инвестирания капитал, изразена като процент от този капитал.

7а. „Пазар ден напред“ е организиран пазар в обхвата на лицензията за организиране на борсов пазар на електрическа енергия по чл. 39, ал. 1, т. 6 от ЗЕ.

8. „Полезен живот“ е срокът, за който комисията приема, че даден актив може да бъде амортизиран.

9. „Призната стойност на активите“ е признатата от комисията стойност на всички активи на енергийното предприятие, които се използват и са свързани пряко с дейността по лицензията.

10. „Променливи разходи“ са тези разходи, чиято стойност се променя в зависимост от количествата произведена, пренесена или продадена енергия.

11. „Проучване на стойността за услугата“ е проучване на разходите на енергийното предприятие за предоставяне на услугата по лицензията по групи клиенти и съпоставка с действителните или прогнозните приходи, получени от всяка група клиенти при съществуващите или предлаганите цени.

12. „Реактивна електрическа енергия“ е енергията, произведена и доставена от генераторите за определен период от време, способна да поддържа напрежението и електромагнитното поле, измервана във varh и неговите производни.

13. „Регулаторна база на активите“ е стойността на материалните и нематериалните активи, които едновременно се използват и имат полезен живот за предоставянето на услугата по лицензията, и необходимия оборотен капитал.

14. „Регулаторен период“ е периодът между два регулаторни прегледа.

15. „Регулаторен преглед“ означава дейност, при която комисията извършва анализ и оценка на отчетната информация за базисната година и прогнозната информация за следващ ценови/регулаторен период, предоставена от енергийните предприятия. В резултат на регулаторния преглед комисията утвърждава:

16. „Структура на капитала“ се характеризира от относителните дялове на собствения и на привлечения капитал в общия размер на капитала на енергийното предприятие.

16а. „Съществено изменение между определената прогнозна пазарна цена за базов товар за съответен период спрямо постигнатата и прогнозната такава за оставащия срок от периода на организиран борсов пазар“ е налице, ако това изменение е в размер над 15 на сто.

16б. „Съществено изменение между определената прогнозна цена на природния газ за регулаторния/ценовия период спрямо постигнатата и прогнозната такава за оставащия срок от периода“ е налице, ако това изменение е в размер над 15 на сто.

17. „Тарифна структура“ е система от цени при продажба на електрическа енергия или предоставяне на услуга, приходите от които съответстват на необходимите приходи за съответната дейност.

17а. „Групите клиенти в тарифните структури на базовата стойност на електрическата енергия за 1 MWh, която битовият краен клиент следва да заплаща за съответния регулаторен период“ се определят въз основа на сходни характеристики на потребление и/или по друг признак, както и в зависимост от това дали клиентите купуват електрическа енергия за битовите нужди на домакинство със статут в положение на енергийна бедност, определен по реда и при условията на наредбата по чл. 38д, ал. 2 от Закона за енергетиката.

18. „Тарифна цена“ е всяка отделна цена от тарифната структура.

19. „Условно-постоянни разходи“ са тези, които не се променят при промяна в количествата произведена или пренесена енергия.

20. „Услуги, свързани с лицензионната дейност“ са други услуги, извършвани от дружеството, които са необходими за осъществяване на дейността по лицензията.

21.

22.

23. „Ценови период“ е период, през който цените остават непроменени от комисията – обикновено дванадесет месеца. ПРЕХОДНИ И ЗАКЛЮЧИТЕЛНИ РАЗПОРЕДБИ

§ 2

Заварените към датата на влизане в сила на наредбата административни производства се довършват по реда на тази наредба.

§ 3

Общественият доставчик, крайните снабдители и операторите на електропреносната мрежа и електроразпределителните мрежи в срок до 3 дни от деня на обнародване на наредбата в „Държавен вестник“ оповестяват в средствата за масова информация предложението си за утвърждаване на новите цени или за изменението на действащите цени за регулаторния/ценовия период 1.07.2017 г. – 30.06.2018 г., в случай че не са го направили по-рано по реда на чл. 36а, ал. 1 от Закона за енергетиката.

§ 4

Наредба № 1 от 2013 г. за регулиране на цените на електрическата енергия (обн., ДВ, бр. 33 от 2013 г.; изм. и доп., бр. 17 от 2014 г., бр. 4 от 2015 г.; изм. с Решение № 11674 от 5.11.2015 г. на Върховния административен съд на Република България – бр. 20 от 2016 г.; изм. с Решение № 13033 от 1.12.2016 г. на Върховния административен съд на Република България – бр. 100 от 2016 г.) се отменя.

§ 5

Наредбата се приема на основание чл. 36, ал. 3 от Закона за енергетиката и чл. 32 от Закона за енергията от възобновяеми източници и е в съответствие с изискванията на Директива 2009/72/ЕО относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г.

§ 6

Тълкуване или указания по прилагане на наредбата се дават с решение на комисията.

§ 7

Наредбата влиза в сила от деня на обнародването ù в „Държавен вестник“. Председател: Иван Иванов